En esta nota de opinión, Raúl Bertero, presidente del CEARE y vicedecano de la Facultad de Ingeniería de la UBA, analiza el rol que tendrá el GNL en el sistema argentino de gas natural, quiénes deberían afrontar sus costos y cuáles tendrían que ser los pasos a seguir para lograr un abastecimiento óptimo.

Para el buen funcionamiento, tanto de los sistemas de gas natural como de electricidad, es conveniente recordar el teorema de las 3 “R”: “Recursos, Redes y Reglas”. En la Argentina sobran los recursos de gas natural, faltan redes y las reglas establecidas en los 90 deben ser adaptadas a los grandes cambios producidos en las tres décadas posteriores. Fundamentalmente, la aparición del GNL y los cambios en las cuencas productivas: la casi desaparición de la cuenca Norte y de Bolivia, y el espectacular desarrollo de Vaca Muerta.

Una forma de visualizar los cambios producidos en el sistema argentino es mediante el análisis de la evolución del promedio mensual de gas natural inyectado a gasoductos entre los años 1993 y 2024 (Fig. 1). Se pueden apreciar tres etapas: a) 1993-2004, con crecimiento de la capacidad de transporte, sin restricciones de gas para el mercado interno y con los cambios estacionales de la demanda verano-invierno de hasta 30 MMm3/d, resueltas fundamentalmente con las variaciones de inyección de gas natural; b) 2004-2018, cuando el faltante de gas natural fue cubierto con GNL dentro del sistema, y FO y GO para las centrales térmicas con volúmenes de gas natural equivalente con picos que duplican al GNL (Fig. 2); y c) 2018 – hoy, con la producción de Vaca Muerta que crece hasta donde lo permite la capacidad de transporte mientras el abastecimiento desde el Norte (y en menor medida desde el Sur) cae en forma sostenida.

La importancia (y el costo) del funcionamiento de las centrales térmicas con FO y GO (particularmente entre  2010 y 2017) se puede ver también en la Fig. 3. El abastecimiento del “peaking” invernal en base a GNL, FO, GO y algunos cortes a industrias representó en el año 2023 un mercado de unos 3,000 millones de dólares (1,300 millones de dólares de FO/GO y 1,700 millones de GNL). El gas de Bolivia costó US$ unos 900 millones adicionales y el gas nacional unos US$ 4,800 millones. La utilización de FO/GO es responsable del aumento del costo de generación informado por CAMMESA, de unos 100 US$/MWh en junio 2023 contra los 60 US$/MWh de fines del año 2023, luego de la entrada en operación del gasoducto Néstor Kirchner. (...)